ES2637892T3 - Procedimiento y aparato para monitorizar componentes de turbinas eólicas en base a las condiciones - Google Patents

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Abstract

Una turbina eólica que tiene capacidades de monitorización basadas en las condiciones, que comprende: un sensor (200) acoplado para detectar el movimiento de un componente (175) de la turbina eólica desde una posición de base y para generar una o más señales (650) que indican el movimiento; y un circuito (210) de control acoplado con el sensor (200) para recibir una o más señales que indican el movimiento, para realizar una operación de monitorización basada en las condiciones en base a la una o más señales y para generar selectivamente una señal de salida en base a la operación de monitorización basada en las condiciones, caracterizada porque la operación de monitorización basada en las condiciones comprende la evaluación de la fatiga debida a precipitaciones, y en la que el sensor comprende al menos uno de: un sensor (310) de proximidad para detectar el movimiento de una brida del árbol principal (300), un conjunto de sensores (1110, 1120 , 1130) de proximidad orientados hacia el árbol (1100) para detectar el desplazamiento del árbol con respecto a un componente relativamente no deflector, dos sensores (310, 340) de proximidad orientados hacia el árbol y además en el que los dos sensores están separados aproximadamente 90º con respecto a un eje en sección transversal del árbol, cuatro sensores (310, 320, 330, 340) de proximidad orientados hacia el árbol, y además en la que los cuatro sensores están separados aproximadamente 90º con respecto al eje del árbol y dos pares de sensores de proximidad orientados hacia el árbol, y además en la que los dos pares de sensores están separados aproximadamente 90º con respecto a un eje en sección transversal del árbol.

Description

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DESCRIPCION
Procedimiento y aparato para monitorizar componentes de turbinas eolicas en base a las condiciones
La invencion se refiere a generadores de turbina eolica. Mas particularmente, la invencion se refiere a la monitorizacion de condiciones de componentes de turbinas eolicas.
Las turbinas eolicas de grado de utilidad (es decir, turbinas eolicas disenadas para suministrar ene^a electrica a una red de suministro electrico) pueden tener grandes rotores (por ejemplo, de 30 o mas metros de diametro). La carga asimetrica a traves de estos rotores se produce debido a las cizallas verticales y horizontales del viento, al desalineamiento de la guinada y a turbulencias. Estas cargas asimetricas contribuyen a cargas extremas y a la cantidad de ciclos de fatiga en las palas del rotor y otros componentes de la turbina eolica.
Como resultado de estas cargas extremas y ciclos de fatiga, los componentes de las turbinas eolicas tienen una vida util limitada y deben ser reemplazados. La condicion de varios componentes de la turbina eolica se monitoriza actualmente utilizando sensores disenados para la monitorizacion de la condicion. Tecnicas y dispositivos utilizados para monitorizar componentes de turbinas eolicas se refieren generalmente a tecnicas y dispositivos de "monitorizacion basada en condiciones" (CBM). Una vision general de las tecnicas de CBM se puede encontrar en un documento titulado "Wind Turbine Operation & Maintenance based on Condition Monitoring WT-Q" de T.W. Verbruggen publicado por ECN Wind Energy, abril de 2003 (documento numero ECN-C-03-047).
Dos de las tecnicas de CBM mas comunes son monitorizacion basada en vibracion y monitorizacion basada en fluido. La monitorizacion basada en vibracion analiza la vibracion medida de uno o mas componentes para estimar la condicion y/o el rendimiento de los componentes de la turbina eolica. En un sistema de monitorizacion basado en vibracion tfpico, se utilizan transductores de posicion para monitorizacion de baja frecuencia, se utilizan sensores de velocidad para monitorizacion de media frecuencia, se utilizan acelerometros para monitorizacion de alta frecuencia y se utilizan sensores de energfa espectral emitida (SEE) para monitorizacion de muy alta frecuencia. Por lo tanto, un sistema de monitorizacion de vibracion tfpico incluye multiples tipos de sensores con multiples algoritmos de monitorizacion, los cuales pueden ser complejos y costosos.
La monitorizacion basada en fluido implica tipicamente la toma de muestras de fluidos, por ejemplo, aceite hidraulico o aceite de lubricacion, para su analisis para determinar si un componente ha experimentado un desgaste excesivo. Sin embargo, la monitorizacion basada en fluido proporciona solo informacion limitada relacionada con la condicion de los componentes de la turbina eolica. Por lo tanto, los sistemas de monitorizacion basados en condiciones existentes son complejos y/o proporcionan una informacion limitada.
El documento DE 200 21 970 describe un dispositivo para monitorizar el estado de las palas de rotor en una planta de energfa eolica.
El documento EP 1 674 724 se refiere a procedimientos y aparatos para la medicion y la evaluacion de la carga de fatiga de las turbinas eolicas.
El documento EP 1 359 321 describe la deteccion de cargas en las palas de turbinas eolicas.
El documento US 2004/0151577 se refiere a un procedimiento y a un aparato para el control de carga del rotor de una turbina eolica.
El documento US 2004/0151575 describe un procedimiento y un aparato para el control de carga de un rotor de turbina eolica basado en el desplazamiento radial del arbol. El documento US 2004/0057828 describe un procedimiento para controlar la deflexion de las palas del rotor. Varios aspectos y realizaciones de la presente invencion se definen en las reivindicaciones adjuntas.
A continuacion, se describira la invencion en mayor detalle, a modo de ejemplo, con referencia a los dibujos adjuntos, en los que:
La figura 1 muestra una realizacion de componentes de turbina eolica.
La figura 2 es un diagrama de bloques de una realizacion de un sistema de control de la turbina eolica.
La figura 3 es una vista de extremo de un arbol principal que tiene cuatro sensores en una primera configuracion.
La figura 4 es una vista en perspectiva de un arbol principal que tiene cuatro sensores en una segunda configuracion.
La figura 5 es una vista en perspectiva de un arbol principal que tiene cuatro sensores en una tercera configuracion.
La figura 6 es un diagrama de una realizacion de una tecnica para la correlacion de una tecnica de monitorizacion basada en condiciones utilizando sensores de proximidad con tecnicas de monitorizacion basadas
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en condicion que utilizan analisis de vibracion y/o de aceite.
La figura 7 es un diagrama de bloques de una realizacion de un controlador de la turbina.
La figura 8 ilustra una realizacion de un buje que tiene un extensometro.
La figura 9 ilustra una realizacion de una turbina eolica que tiene una unidad de medicion inercial (IMU).
La figura 10 ilustra una realizacion de extensometros unidos al arbol principal.
La figura 11 ilustra una realizacion de sensores de proximidad unidos al arbol principal.
La figura 12 ilustra una realizacion de un sensor de engranaje anular para medir el desplazamiento de la caja de engranajes con respecto a la bancada.
Las tecnicas descritas en el presente documento soportan la funcionalidad de monitorizacion basada en condiciones usando sensores que monitorizan el movimiento del componente de la turbina eolica. Por ejemplo, un sistema de sensor de desplazamiento de brida de arbol principal puede usarse para proporcionar senales usadas para realizar la evaluacion de fatiga de las palas del rotor de la turbina eolica, asf como componentes de tren de accionamiento. Debido a que los sistemas sensores descritos en este documento son robustos y requieren un mantenimiento relativamente bajo, el sistema de monitorizacion basado en condiciones (CBM) resultante tiene un coste relativamente bajo en comparacion con los sistemas de la tecnica anterior. En una realizacion, se utilizan senales de salida del sistema sensor de desplazamiento de la brida del arbol principal para realizar evaluacion de fatiga, tendencia de fallo, analisis de diagnostico, etc. Otros sistemas sensores tambien pueden usarse para funciones de monitorizacion basadas en condicion.
La figura 1 es una realizacion de componentes de turbina eolica. Los componentes de la figura 1, excepto para un buje 110, estan alojados en una gondola 185 sobre una torre 190. La altura de la torre 190 puede seleccionarse basandose en factores y condiciones conocidas en la tecnica. En una realizacion, multiples microcontroladores (por ejemplo, dentro del panel 195 de control) se utilizan para la monitorizacion y el control general del sistema, incluyendo, por ejemplo, la regulacion del paso y de la velocidad, el arbol de alta velocidad y la aplicacion del freno de guinada, la guinada y la aplicacion del motor de la bomba y la monitorizacion de fallos. Tambien se pueden utilizar arquitecturas de control distribuidas o centralizadas alternativas.
En una realizacion, el sistema de control proporciona senales de control al controlador 120 de paso de pala variable para controlar el paso de las palas (no mostrados en la figura 1) que accionan el buje 110 como resultado del viento. En una realizacion, el buje 110 recibe tres palas; sin embargo, puede usarse cualquier numero de palas. El buje 110 y las palas de la turbina se combinan para formar un rotor de turbina eolica.
El tren de accionamiento de la turbina eolica incluye un arbol 175 del rotor conectado al buje 110 y la caja 160 de engranajes que se utiliza para accionar el generador 150. En una realizacion, el par del rotor se transmite a traves de un acoplamiento 165. Cualquier tipo de generador, por ejemplo, un generador de induccion de rotor bobinado se puede utilizar en la turbina eolica de la figura 1. La unidad 170 de guinada y la plataforma 180 de guinada proporcionan un sistema de orientacion de guinada para la turbina eolica. En una realizacion, el sistema de guinada se monitoriza electricamente y se controla mediante el sistema de control basado en la informacion recibida de la pala 155 de viento montada en la gondola 185.
Como se describe en mayor detalle a continuacion, uno o mas sensores de proximidad estan colocados para detectar una desviacion del arbol principal 175 desde una base en posicion de reposo. Usando datos de los sensores, un controlador de turbina (u otro componente computacional) puede determinar las cargas sobre las palas que causaron la deflexion detectada por los sensores. Con esta informacion, el controlador de turbina realiza analisis de monitorizacion basado en condiciones para proporcionar, por ejemplo, evaluacion de fatiga, tendencias de fallo y/o diagnostico de componentes.
La figura 2 es un diagrama de bloques de una realizacion de un sistema de control de la turbina eolica. Unos sensores 200 de proximidad generan senales en respuesta al desplazamiento de los componentes de la turbina eolica, por ejemplo, el arbol principal. El controlador 210 de turbina esta acoplado a sensores 200 para recibir las senales generadas por los sensores 200.
En una realizacion, el controlador 210 de turbina incluye un procesador que recibe senales de salida (ya sea senales analogicas o digitales) desde los sensores 200. El procesador puede ser, por ejemplo, un procesador de proposito general que ejecuta instrucciones almacenadas en memoria 220, un circuito de control por cable, o una combinacion de un procesador de proposito general y circuitos por cable.
Las senales de salida de sensores 200 de proximidad puede ser utilizado mediante el controlador 210 de turbina para realizar operaciones de CBM, por ejemplo, analisis de pronostico y tendencia de vida del tren de accionamiento de la turbina eolica. En una realizacion, ademas de proporcionar la base para la funcionalidad de CBM, los sensores de proximidad pueden usarse para propositos de mitigacion de carga. El cambio de paso de pala para reducir la
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carga y reducir asf la fatiga y la carga sobre diversos componentes de turbina puede determinarse mediante un controlador de turbina a partir de las senales de salida generadas por los sensores. Se puede usar una transformacion DQ de Parks, un calculo del procedimiento de estimacion de sesgo y/u otras tecnicas de control para calcular el incremento de paso para cada pala de rotor para reducir la carga de rotor total y/o asimetrica.
El controlador 210 de turbina tambien puede acoplarse con otros componentes, por ejemplo, interfaz(es) 230 de red y dispositivo(s) 240 de entrada/salida. La(s) interfaz(es) 230 de red proporciona(n) una interfaz para que el controlador 210 de turbina se comunique con dispositivos remotos, por ejemplo, un sistema de control de parques eolicos. El(los) dispositivo(s) 240 de entrada/salida permite(n) la interaccion con dispositivos locales, por ejemplo, una almohadilla tactil, un teclado y/o un dispositivo de visualizacion.
En una realizacion, el desplazamiento del arbol principal arbol se determina por analisis de las senales de los sensores 200 de proximidad que miden el desplazamiento del arbol utilizando tecnologfas de sensores basadas en campo acustico, optico, magnetico, corrientes de Foucault, capacitivo o inductivo u otra tecnologfa. En una realizacion, los sensores de proximidad se utilizan para medir el desplazamiento relativo a un marco de referencia de baja deflexion, por ejemplo, un marco principal o carcasa del cojinete principal del arbol de baja velocidad. Las senales desde los sensores 200 de proximidad se procesan de acuerdo con las tecnicas de analisis descritas a continuacion por el controlador 210 de turbina para proporcionar funcionalidad de CBM.
Un mmimo de dos sensores se utiliza para medir el desplazamiento del arbol principal; sin embargo, para redundancia, con fines de diagnostico de los sensores, o por otras razones, se pueden utilizar mas de dos sensores. La figura 3 ilustra una realizacion con cuatro sensores, con cada sensor (310, 320, 330 y 340) colocado a 90° entre sf alrededor de la circunferencia de la superficie del arbol principal 300. La figura 4 ilustra una realizacion con cuatro sensores situados en pares situados a 90° entre sf alrededor del arbol principal 300. La figura 5 ilustra una realizacion alternativa con cuatro sensores situados en pares situados a 90° entre sf alrededor del arbol principal 300. En una realizacion, los sensores estan situados lo mas lejos posible de la caja de engranajes. En una realizacion alternativa, los sensores estan situados aproximadamente a medio camino entre la caja 160 de engranajes y el cojinete principal. Tambien se pueden usar otras ubicaciones de sensores.
La figura 6 es un diagrama de una realizacion de una tecnica para la correlacion de una tecnica de monitorizacion basada en condiciones utilizando sensores de proximidad con tecnicas de monitorizacion basadas en condicion que utilizan analisis de vibracion y/o de aceite. El diagrama de la figura 6 incluye varios algoritmos, que pueden ser realizados por software, hardware o cualquier combinacion de hardware y software. Es decir, un sistema de CBM basado en sensores de proximidad puede correlacionarse con predictores de condicion previamente establecidos.
El proceso de la figura 6 se puede realizar usando una sola turbina eolica que tiene sistemas de CBM redundantes (es decir, un sistema basado en vibracion y/o en aceite y un sistema basado en sensor de proximidad) con el resultado correlacionado que se utiliza en turbinas eolicas que tiene solamente sistemas de CBM basados en sensores de proximidad. Debido a que los sistemas de sensores de proximidad descritos en el presente documento pueden usarse como base de control para multiples componentes de turbinas eolicas, el sistema de CBM basado en proximidad resultante puede ser menos costoso que los multiples sistemas que reemplaza.
Las senales 600 del sensor basado en vibracion y/o en aceite se usan para determinar la condicion de uno o mas componentes de la turbina eolica. Las senales basadas en vibracion y/o en aceite pueden generarse mediante cualquier tipo de sensores de CBM conocidos en la tecnica. Las senales desde el sistema de CBM basado en vibracion y/o en aceite se procesan de acuerdo con el algoritmo 610 de cambio de condicion. Se puede usar cualquier algoritmo de cambio de condicion conocido en la tecnica que corresponda a senales 600 de sensor.
Los resultados del algoritmo 610 de cambio de condicion se procesan de acuerdo con el algoritmo 620 de evaluacion de fatiga debido a precipitaciones y el algoritmo 630 de pronostico de salud de maquinaria y tendencia de vida. El algoritmo de evaluacion de la fatiga debido a precipitaciones utiliza los datos generados por el algoritmo 610 de cambio de condicion para determinar la fatiga experimentada por los componentes de la turbina eolica en respuesta a condiciones cambiantes. La evaluacion de fatiga debido a precipitaciones se conoce en la tecnica y se puede usar cualquier algoritmo apropiado.
Los resultados generados por el algoritmo 610 de cambio de condicion y el algoritmo 620 de evaluacion de fatiga debido a precipitaciones son procesados por el algoritmo 630 de pronostico de salud de maquinaria, que genera una estimacion de la vida util restante para el(los) componente(s) correspondiente(s). La combinacion de sensores que proporcionan senales 600 de sensor de vibracion/aceite y los componentes computacionales que implementan el algoritmo 610 de cambio de condicion, el algoritmo 620 de evaluacion de fatiga debido a precipitaciones y el algoritmo 630 de pronostico de salud de maquina, asf como cualquier dispositivo de entrada/salida proporcionan colectivamente un sistema de CBM de vibracion y/o aceite.
Las senales 650 de los sensores de proximidad proporcionan senales que indican movimiento de un componente de turbina eolica, por ejemplo, una brida del arbol principal. Las senales 650 de los sensores de proximidad se procesan mediante la adquisicion de datos en serie temporal y componentes de base de datos que, en una realizacion, aplican un algoritmo de fuerza a los datos adquiridos. En una realizacion, los resultados del algoritmo
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610 de cambio de condicion estan correlacionados con los datos almacenados en la base 660 de datos para determinar las condiciones de carga (segun lo determinado por sensores de proximidad) que dan lugar a cambios de condicion (segun lo determinado por el algoritmo 610 de cambio de condicion). Las condiciones de carga pueden ser condiciones de carga individuales (por ejemplo, una rafaga) o las condiciones de carga pueden ser historicas (por ejemplo, aplicaciones de frenos multiples). En una realizacion, el algoritmo de fuerza realiza la operacion de correlacion.
En una realizacion, los datos generados por el algoritmo de fuerza se procesan de acuerdo con el algoritmo 670 de evaluacion de la fatiga debido a precipitaciones. En una realizacion, los datos generados por el algoritmo de fuerza son comparables con los datos generados por el algoritmo 610 de cambio de condicion, de manera que el algoritmo 670 de evaluacion de fatiga debido a precipitaciones es similar al algoritmo 620 de evaluacion de fatiga debido a precipitaciones. Alternativamente, el algoritmo 670 de evaluacion de fatiga debido a precipitaciones esta disenado para proporcionar una fatiga debido a precipitacion o un analisis similar sobre datos generados por el algoritmo de fuerza en un formato que es exclusivo de los componentes del sistema CBM del sensor de proximidad.
Los datos generados por el algoritmo de fuerza y por el algoritmo 670 de evaluacion de la fatiga debido a precipitaciones se procesan de acuerdo con el pronostico de salud de la maquina y del algoritmo 680 de tendencias de vida (algoritmo de tendencias). En una realizacion, el algoritmo 680 de tendencias determina si un componente monitorizado esta operando correctamente, determina si el componente monitorizado tiene una vida util restante y/o estima la vida util restante para el componente monitorizado. La combinacion de sensores que proporcionan senales 650 de sensor de proximidad y los componentes computacionales que implementan los algoritmos 660, 670 y 680, asf como cualquier dispositivo de entrada/salida asociado, proporcionan colectivamente un sistema CBM de sensor de proximidad.
El uso de los componentes y algoritmos del sistema CBM de sensor de proximidad descrito con respecto a la figura 6, el movimiento de uno o mas componentes junto con otras condiciones relacionadas con el movimiento de los componentes (por ejemplo, aplicaciones de velocidad y direccion del viento, temperatura, freno de la turbina eolica) y los datos correspondientes pueden utilizarse para proporcionar un sistema CBM con sensores que se utilizan para multiples propositos en el sistema de control de turbina, lo que proporciona un sistema de control de turbina mas eficiente y menos costoso en comparacion con una turbina eolica que tiene sistemas de sensores separados para control y para propositos de CBM.
La figura 7 es un diagrama de bloques de una realizacion de un controlador de turbina que puede utilizarse para implementar los algoritmos descritos anteriormente. El controlador 780 de la turbina incluye bus 700 u otro dispositivo de comunicacion para comunicar informacion, y un procesador 710 acoplado al bus 700 para procesar la informacion. Aunque el controlador 780 de la turbina se ilustra con un solo procesador, el controlador 780 de la turbina puede incluir multiples procesadores y/o co-procesadores. El controlador 780 de la turbina incluye, ademas, una memoria de acceso aleatorio (RAM) u otro dispositivo de almacenamiento dinamico 720 (en adelante, memoria), acoplada al bus 700 para almacenar informacion e instrucciones para ejecutarse mediante el procesador 710. La memoria 720 tambien se puede utilizar para almacenar variables temporales u otra informacion intermedia durante la ejecucion de las instrucciones mediante el procesador 710.
El controlador 780 de la turbina tambien puede incluir una memoria de solo lectura (ROM) y/u otro dispositivo 730 de almacenamiento estatico acoplado al bus 700 para almacenar informacion estatica e instrucciones para el procesador 710. El dispositivo 740 de almacenamiento de datos esta acoplado al bus 700 para almacenar informacion e instrucciones. El(los) dispositivo(s) de entrada/salida 750 puede(n) incluir cualquier dispositivo conocido en la tecnica para proporcionar datos de entrada al controlador 780 de la turbina y/o recibir datos de salida desde el 780 controlador de la turbina.
Las instrucciones se proporcionan a la memoria desde un dispositivo de almacenamiento, tal como un disco magnetico, un circuito integrado de memoria de solo lectura (ROM), CD-ROM, DVD, a traves de una conexion remota que es cableada o inalambrica que proporciona acceso a uno o mas medios electronicamente accesibles, etc. En realizaciones alternativas, se pueden usar circuitos cableados en lugar de, o en combinacion con, instrucciones de software. Por lo tanto, la ejecucion de secuencias de instrucciones no esta limitada a ninguna combinacion espedfica de circuitos de hardware e instrucciones de software.
La interfaz 760 del sensor es una interfaz que permite que el controlador 780 de la turbina se comunique con uno o mas sensores dentro de una turbina eolica. Por ejemplo, la interfaz 760 del sensor puede estar acoplada para recibir senales de salida desde uno o mas sensores que detectan la deflexion o carga de los componentes de la turbina eolica como se ha descrito. La interfaz 760 del sensor puede ser, por ejemplo, un convertidor analogico a digital que convierte una senal de tension analogica generada por los sensores en una senal digital de varios bits para ser utilizada por el(los) procesador(es) 710.
El(los) procesador(es) 710 puede(n) entonces realizar los algoritmos CBM (por ejemplo, algoritmo de evaluacion de fatiga debido a precipitaciones, algoritmo de tendencias y pronostico de salud de maquinaria) asf como operaciones de correlacion usando los datos desde los sensores. El(los) procesador(es) 710 puede(n) tambien analizar los datos y transmitir datos a un controlador de paso de las palas a traves del dispositivo(s) de entrada/salida 750 para hacer
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que el controlador de paso de las palas para cambie el paso de una o mas palas de la turbina eolica. El(los) procesador(es) 710 puede(n) tomar otras acciones en respuesta a las senales de los sensores. Por ejemplo, el(los) procesador(es) 710 puede(n) causar un freno, que se aplicara para detener o ralentizar la rotacion del buje o de un arbol de rotacion.
En una realizacion, ademas de las funciones de CBM descritas anteriormente, una o mas de las siguientes operaciones de analisis se puede realizar mediante el controlador de la turbina. En una realizacion, el movimiento y la posicion de guinada son monitorizados mediante sensores de proximidad montados en una posicion para contar los dientes del engranaje del sistema de guinada. Alternativamente, un codificador unido al sistema de guinada puede controlar el movimiento y la posicion de guinada. Una o mas de las siguientes condiciones del sistema de guinada pueden monitorizarse para propositos de CBM: el numero de arranques y paradas del movimiento del sistema de guinada, la vida util del funcionamiento del sistema, el tiempo en una posicion fija espedfica y las condiciones de viento correspondientes (esto podna causar danos a porciones del engranaje de rotacion - esto puede estar correlacionado con la rosa de viento), operacion de guinada bajo cargas completas o parciales causadas por aplicaciones de freno, cargas bajo operacion (la operacion de guinada durante la operacion induce cargas giroscopicas grandes que pueden limitar la vida del sistema de guinada), y la duracion del tiempo para las posiciones de guinada (cargar continuamente un rodamiento en una posicion estatica puede degradar el rodamiento mas rapido que cuando el rodamiento esta girando).
Una o mas de las caractensticas descritas anteriormente pueden usarse para los propositos de CBM para rastrear o predecir la condicion de los componentes del sistema de guinada. Estas caractensticas pueden monitorizarse para correlacionarse con la condicion de los componentes, por ejemplo, como se describe con respecto a la figura 6 anterior.
En una realizacion, el sistema de CBM proporciona la tendencia de prediccion para los componentes del sistema de paso de la turbina eolica. En una realizacion, la monitorizacion del sistema de paso se proporciona mediante codificadores de motor de paso. En una realizacion alternativa, se pueden montar sensores de proximidad para contar los dientes de engranaje de uno o mas motores de paso de pala.
Una o mas de las siguientes condiciones del sistema de paso de pala pueden ser monitorizadas para los propositos CBM: el numero de arranques y paradas de movimiento del sistema de paso de pala, la vida util de operacion del sistema, el tiempo en una posicion fija espedfica y las condiciones del viento correspondientes, operacion de paso de pala bajo cargas totales o parciales causadas por aplicaciones de frenado, y duracion de tiempo para posiciones de paso de pala.
Las operaciones de prediccion de tendencias para el sistema de paso de pala tambien pueden basarse en sensores que monitorizan componentes del sistema de paso que no son palas. Por ejemplo, se pueden usar sensores de brida de arbol para determinar las cargas aplicadas a las palas, que pueden usarse para determinar momentos de flexion de las palas. La informacion del momento de flexion de la pala se puede usar para la tendencia de prediccion del sistema de paso de pala. Pueden realizarse otros analisis predictivos de tendencias usando uno o mas de los sensores descritos en el presente documento. Por ejemplo, se puede utilizar el numero de revoluciones y/o la velocidad de las revoluciones de un arbol de turbina (por ejemplo, un arbol de baja velocidad, un arbol de alta velocidad) para el analisis de CBM para componentes del tren de transmision y/o cepillos generadores.
La descripcion que sigue proporciona varios ejemplos de diferentes sensores y/o posiciones de los sensores. Los sensores de las figuras 8 a 12 se pueden utilizar para propositos de CBM. La figura 8 ilustra una realizacion de un buje que tiene un extensometro. En una realizacion, tal como se ilustra en la figura 8, el extensometro soldado de cuarto de puente (por ejemplo, 800) esta situado dentro del buje 810, cerca del cojinete de paso y adyacente a la gondola. Para cada uno de los tres ejes se utiliza un extensometro. Tambien se pueden usar otros lugares y/o un numero diferente de extensometros. En una realizacion, el registro 820 de datos esta tambien situado dentro del buje 810 y esta configurado para adquirir datos del (de los) extensiometro(s).
La figura 9 ilustra una realizacion de una turbina eolica que tiene una unidad de medicion inercial (IMU). En una realizacion, la IMU 900 esta conectada al cojinete principal 903. La IMU 900 es un dispositivo basado en giroscopio y acelerometro que proporciona mediciones de angulos de balanceo, paso y guinada y aceleraciones de tres ejes. La IMU 900 esta acoplada a un controlador de turbina que determina cargas basadas en las mediciones de la IMU.
La figura 10 ilustra una realizacion de extensometros unidos al arbol principal. En una realizacion, el arbol principal esta equipado con extensometros soldables a 0°, 45° y 90° de acimut. El azimut de cero grados se define como la pala numero uno colocada verticalmente. Tambien se pueden usar posiciones alternativas para los extensometros del arbol principal, por ejemplo, los extensometros se pueden colocar dentro de uno o mas pernos en T. Los extensometros del arbol principal estan acoplados al controlador de la turbina, que analiza los datos proporcionados por los extensometros del arbol principal para determinar las cargas colocadas sobre el arbol principal y determinar si se debe cambiar el paso de las palas del rotor.
La figura 11 ilustra una realizacion de sensores de proximidad unidos a un bastidor fijo, tal como la bancada, y enfrentados al arbol principal. En una realizacion, los sensores de proximidad del arbol principal (por ejemplo, 1110,
1120, 1130) estan situados adyacentes a la caja de engranajes. Los sensores 1110 y 1120 pueden utilizarse para detectar la velocidad de rotacion y el sensor 1130 puede usarse para detectar la posicion de acimut de la pala. Tambien se pueden usar posiciones de sensor alternativas. Por ejemplo, se pueden conectar sensores de proximidad a las palas.
5 La figura 12 ilustra una realizacion de un sensor 1200 de engranaje anular para medir el desplazamiento de la caja 1210 de engranajes con respecto a la bancada. Una abrazadera 1220 de soporte esta conectada a la bancada (no mostrada en la figura 12) y coloca el sensor adyacente a la caja 1210 de engranajes. Por lo tanto, el sensor 1200 del engranaje anular detecta la deflexion de la caja 1210 de engranajes con respecto a la bancada. En una realizacion, los sensores de proximidad de los engranajes anulares estan situados a 90° uno con respecto al otro a lo largo del 10 penmetro de la corona dentada de la caja de engranajes.
La referencia en la memoria a "una realizacion" o "un modo de realizacion" significa que un rasgo particular, estructura o caractenstica descrita en conexion con la realizacion se incluye en al menos una realizacion de la invencion. Las apariciones de la frase "en una realizacion" en diversos lugares de la memoria no son necesariamente todas referentes a la misma realizacion.
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Claims (6)

  1. 5
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    REIVINDICACIONES
    1. Una turbina eolica que tiene capacidades de monitorizacion basadas en las condiciones, que comprende:
    un sensor (200) acoplado para detectar el movimiento de un componente (175) de la turbina eolica desde una posicion de base y para generar una o mas senales (650) que indican el movimiento; y
    un circuito (210) de control acoplado con el sensor (200) para recibir una o mas senales que indican el movimiento, para realizar una operacion de monitorizacion basada en las condiciones en base a la una o mas senales y para generar selectivamente una senal de salida en base a la operacion de monitorizacion basada en las condiciones,
    caracterizada porque la operacion de monitorizacion basada en las condiciones comprende la evaluacion de la fatiga debida a precipitaciones, y en la que el sensor comprende al menos uno de: un sensor (310) de proximidad para detectar el movimiento de una brida del arbol principal (300), un conjunto de sensores (1110, 1120 , 1130) de proximidad orientados hacia el arbol (1100) para detectar el desplazamiento del arbol con respecto a un componente relativamente no deflector, dos sensores (310, 340) de proximidad orientados hacia el arbol y ademas en el que los dos sensores estan separados aproximadamente 90° con respecto a un eje en seccion transversal del arbol, cuatro sensores (310, 320, 330, 340) de proximidad orientados hacia el arbol, y ademas en la que los cuatro sensores estan separados aproximadamente 90° con respecto al eje del arbol y dos pares de sensores de proximidad orientados hacia el arbol, y ademas en la que los dos pares de sensores estan separados aproximadamente 90° con respecto a un eje en seccion transversal del arbol.
  2. 2. La turbina eolica de la reivindicacion 1, en la que la senal de salida generada selectivamente comprende proporcionar una representacion visual de una vida util restante estimada para el componente.
  3. 3. La turbina eolica de la reivindicacion 1, en la que el sensor comprende al menos uno de: un acelerometro conectado a una bancada, un sensor (1200) de proximidad conectado a un bastidor (1220) de referencia y a una caja (1210) de engranajes para medir el desplazamiento de la caja de engranajes, un sensor de proximidad para detectar el azimut de la pala de rotor y la velocidad de rotacion, un sensor de proximidad conectado a un bastidor de referencia y una rueda dentada de la caja de engranajes para medir el desplazamiento de la rueda dentada de la caja de engranajes, un extensometro unido a un buje, un sensor de proximidad conectado a una pala del rotor, y un extensometro dispuesto dentro de un perno en T.
  4. 4. Un procedimiento de monitorizacion basado en las condiciones de la turbina eolica de cualquier reivindicacion anterior, que comprende:
    recibir senales desde un sensor (200) indicando el movimiento de un componente (175) de la turbina eolica; realizar un analisis de monitorizacion basado en las condiciones del componente de la turbina eolica utilizando las senales del sensor; y
    generar una salida que indica los resultados del analisis de monitorizacion basado en las condiciones proporcionando selectivamente una representacion visual de una vida util restante estimada para el componente; caracterizado porque:
    el analisis de monitorizacion basado en las condiciones comprende la evaluacion de la fatiga debida a precipitaciones, y en el que el sensor comprende al menos uno de: un sensor (310) de proximidad para detectar el movimiento de una brida del arbol principal (300), un conjunto de sensores (1110, 1120 , 1130) de proximidad orientados hacia el arbol (1100) para detectar el desplazamiento del arbol con respecto a un componente relativamente no deflector, dos sensores (310, 340) de proximidad orientados hacia el arbol y ademas en el que los dos sensores estan separados aproximadamente 90° con respecto a un eje en seccion transversal del arbol, cuatro sensores (310, 320, 330, 340) de proximidad orientados hacia el arbol, y ademas en la que los cuatro sensores estan separados aproximadamente 90° con respecto al eje del arbol y dos pares de sensores de proximidad orientados hacia el arbol, y ademas en la que los dos pares de sensores estan separados aproximadamente 90° con respecto a un eje en seccion transversal del arbol.
  5. 5. El procedimiento de la reivindicacion 4, en el que el analisis de monitorizacion basado en las condiciones comprende realizar uno o mas de: evaluacion de fatiga, analisis de tendencias de fallo y diagnostico.
  6. 6. El procedimiento de la reivindicacion 4, en el que el sensor comprende al menos uno de: un acelerometro conectado a una bancada, un sensor de proximidad conectado a un bastidor de referencia y a una caja de engranajes para medir el desplazamiento de la caja de engranajes, un sensor de proximidad para detectar el azimut de la pala de rotor y la velocidad de rotacion, un sensor de proximidad conectado a un bastidor de referencia para medir el desplazamiento de la rueda dentada de la caja de engranajes, un extensometro unido a un buje, un sensor de proximidad conectado a una pala del rotor, y un extensometro dispuesto dentro de un perno en T.
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